Материальные и тепловые балансы

Расчет материальных и тепловых балансов технологических схем производится с помощью уточненного в [1] единого уравнения состояния Пенга-Pобинсона (ПP) [2] , распространенного на тяжелые углеводороды, сернистые соединения, гелий, метанол, воду и гликоли [3,4]. В статье [1] сравнивается точность наиболее широко используемых в мировой инженерной практике уравнений состояния: Бенедикта-Вебба-Pубина с поправками Оpая (БВP-О), Pедлиха-Квонга с уточнениями Соава (PК-С), Патела-Тея (ПТ) и уравнения Пенга-Pобинсона: оригинального (ПP) и уточненного (ПP°). Ниже приводятся результаты сравнения 2630 расчетных и экспериментальных значений коэффициентов фазового распределения (КФP) углеводородов, гелия, азота, диоксида углерода и сероводорода в интервале температур от 77 К до 583 К при давлениях от 0.2 до 26.2 МПа [1]:

Уравнение состояния	Среднее абсолютное отклонение расчетных значений КФР от экспериментальных, %
БВP-О	10.7
PК-С	7.5
ПТ	7.8
ПP	7.7
ПP°	6.6

Сделан вывод, что «уравнение ПP, записанное совместно с представленными в работе уточняющими функциями и коэффициентами парного взаимодействия, может быть использовано в качестве единой модели фазовых превращений в процессах обогащения гелия, сжижения природного газа, получения легких углеводородов, фракционирования конденсата»[1].

В работе [4] обсуждается точность описания давления паров воды, метанола, гликолей и взаимной растворимости этих веществ и углеводородов в газообразном и жидком состояниях. Показано, что усовершенствованное уравнение состояния Пенга- Pобинсона обеспечивает точность, достаточную для инженерных расчетов, и для указанных систем (как правило, в пределах 5-10 %).

В работах [1,4] рассматривается и точность расчета энтальпии газов и жидкостей, используемой для определения тепловых нагрузок теплообменных аппаратов. На основании сравнения с другими уравнениями состояния сделан вывод о предпочтительности применения уточненного уравнения ПP° и для расчета тепловых балансов. Средние погрешности расчета теплот парообразования парафиновых, нафтеновых и ароматических углеводородов находятся в пределах от 0.9 до 3.2 %, теплоемкости от 2.1 до 4.2%

Теплофизические свойства

Для расчета плотности жидких смесей используется уравнение состояния Стаpлинга-Хана [5] , распространенное на тяжелые углеводороды [1] . Это уравнение принято в результате сравнения с уравнениями состояния Бенедикта-Вебба-Pубина, Ли-Кеслеpа и Патела-Тея. Для газовых смесей и жидких смесей воды, метанола и гликолей используется последнее уравнение [6] c корректировочными коэффициентами. Погрешности расчета плотности газов и жидкостей обычно находятся в пределах 2-4 %.

Расчет вязкости газов ведется по уравнению Дина - Стила [7] , распространенному на область высоких давлений (до 100 МПа) [8] . Вязкость жидкостей определяется по обобщенной корреляции Недужего, Хмаpы и Волкова [9] , уточненного и распространенного на тяжелые углеводороды [8] . Теплопроводность газов и жидкостей находится с помощью корреляции Стила-Тодоса [10] , предложенной для газов и распространенной на жидкости [8] . Для расчета поверхностного натяжения используются соотношения Бpока-Беpда-Миллеpа [10] . Точность pасчета вязкости газа и легких жидких углеводородов, теплопроводности обеих фаз и поверхностного натяжения обычно находится в пределах 10 %. Расчетное определение молекулярной массы, плотности и особенно вязкости конденсатов и нефтей нуждается в адаптации к лабоpатоpных данным. Такая возможность имеется в программной системе ГазКондНефть.

Коэффициент адиабаты газа рассчитывается с помощью строгого термодинамического соотношения :

К = dH/dU при S=const ,

где H - энтальпия, U - внутренняя энергия, S - энтропия.

Влияние солей на фазовое состояние и свойства учитывается с помощью дополнительных соотношений к указанным уравнениям.

В работе [11] сравниваются теплофизические базы ПС HYSYS, PRO-2 и ГазКондНефть. Показана равная точность их по углеводородным смесям и лучшие результаты ПС ГазКондНефть для систем углеводороды - водные растворы метанола, гликолей и солей.

Таким образом, используемые в программной системе ГазКондНефть расчетные модели базируются на наиболее точных обобщенных уравнениях состояния и корреляциях, выбранных, дополнительно уточненных и распространенных на тяжелые углеводороды и водные растворы с помощью банка экспериментальных данных. Они применимы при температурах от 70 до 700 К и давлениях от 0.003 до 100 МПа. Температуры кипения фракций нефти и конденсата от 20 до 700 С.

В основу гидравлического расчета трубопроводов (горизонтальных, наклонных, рельефных), транспортирующих смеси в одно-, двух- и трехфазном состояниях (в частности, газоводоконденсатные и газоводонефтяные смеси, нестабильная нефть или конденсат, газопроводы, нефтепроводы, продуктопроводы), положены уравнения, представленные в Ведомственных строительных нормах [12] и в [13]. Тепловой расчет трубопроводов выполняется по уравнению Шухова, учитывающему дроссель-эффект [14]. Точность расчета потерь давления в нефтегазовых трубоповодах приводится в статье [15].

Способ перевода разгонки дегазированных конденсата или нефти в разгонку по ИТК с прогнозированием содержания в них легких углеводородов изложен в [16].

Расчет температуры гидратообразования во влажном природном газе до 35 МПа выполняется по уточненной в [17] корреляции Макогона – Схаляхо.